LATINCORR - Volumen 5, No. 3 - Septiembre 2014 by LATINCORR

Modelos de Riesgo: estimación en función del tiempo y sensibilidad a inversiones PORTUGUÊS

Circuito Piloto de Oleoduto de Testes de 12”

reserva esta fecha

J UN I O 1 -3

2015

SESIONES EN ESPAÑOL CONF E RE N C I A I N T E R N ACIO NAL Y E X P OS ICIÓ N CO M E R CI A L

35TH ANNUAL

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CONTENIDO PORTUGUÊS

Modelos de Riesgo: estimación en función del tiempo y sensibilidad a inversiones

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Conceptos de Protección Catódica y sus aplicaciones prácticas II

Evitemos reparaciones innecesarias de ductos

Noticias Latincorr

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Confiabilidad de Cojinetes

Circuito Piloto de Oleoduto de Testes de 12” Noticia Latincorr

NU EST RO S

C L IE N T ES

Gracias por su apoyo! At Rice Univerity

EDITOR EN JEFE Carlos Palacios LATINCORR, LLC.

COMITÉ TÉCNICO DE LA REVISTA:

23501 Cinco Ranch Blvd.

Fabián Sánchez, OCP, Quito, Ecuador Ernesto Primera, CIMA-TQ /ASME Latinoamérica, Lechería, Venezuela Lorenzo Martínez, Corrosión y Protección, Cuernavaca, México. Miguel Sánchez, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Matilde de Romero, Universidad del Zulia, Maracaibo, Venezuela Tony Rizk, Boardwalk Pipeline, Houston, TX, USA Enrique Vera, Universidad Pedagógica y Tecnológica de Colombia, Tunja, Col. Alfredo Viloria, PDVSA-INTEVEP, Los Teques, Venezuela Rafael Rengifo II, Phillips 66 en Houston, USA Jorge Vasquez, Xodus Group, Houston, TX, USA Rogelio de las Casas, (RUST) Reliable Undergroung Service Technicians, Romeoville, IL USA

Suite H120-905 Katy, TX 77494, USA Telf: +1 (713)984-4774

www.latincorr.com 4

Para más información nos puede contactar a: Info@latincorr.com

VENTAS Y MERCADEO: Carlos Palacios sales@latincorr.com EDITOR GRÁFICO Surama Gyarfas Nazar art@latincorr.com CORRECCIÓN DE TEXTOS Inversiones FIT4LIFE SUBSCRIPCIONES: subscription@latincorr.com NACE International no se hace responsable, ni aprueba la información contenida en esta revista.

E D I T O R I A L

Colombia, país involucrado en diferentes eventos petroleros, nos ofrece una de sus maravillosas ciudades; Medellín, como punto de encuentro para el congreso LATINCORR, Octubre 2014. Agradecemos a ACICOR (Asociación Colombiana de Ingenieros de Corrosión) por incentivar este encuentro diseñado exclusivamente para patrocinar enlaces profesionales con las diferentes necesidades de la empresa petrolera. Así mismo, los estudiantes comprometidos con el tema de corrosión podrán disfrutar de numerosas actividades que les facilitarán conocimientos importantes para su próxima futura carrera. LATINCORR 2014, mejor conocido como IX Congreso Latinoamericano de Corrosión, también, desarrollará la postulación de posibles destinos donde podría llevarse a cabo el próximo congreso LATINCORR 2016. Entendiendo que nuestra revista trabaja por y para la exactitud informativa motivando la promoción del libre espacio publicitario, queremos darle la más cordial bienvenida a Ernesto Primera, quien nos apoyará desde el comité técnico, desarrollando una columna dirigida a la confiabilidad de cojinetes (elementos mecánicos), explicando la fricción que hacen estos elementos y la importancia de superarla. También así, contaremos con la participación del director de IDISA (Integridad de Ductos e Instalaciones S.A.) Elfego Simbron Hernández, quien nos sugiere cómo podemos evitar las reparaciones innecesarias de ductos. Agradecidos con Rogelio de las Casas, por su labor pionera como columnista en LATINCORR, continuamos con su iniciativa creativa de dar a conocer diferentes tópicos petroleros a través de columnas informativas, breves e importantes. Para finalizar, reflexionemos que lo que somos vale en la medida de lo que hacemos con los otros. Por ello, puntualizo, que es esencial crear sinergias entre todos los involucrados en el área de corrosión, ya que apoyándonos mutuamente lograríamos un mejor alcance petrolero en Latinoamérica y así experimentar mayor aceptación a nivel mundial.

Atentamente, Carlos Palacios Editor en Jefe

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Modelos de Riesgo: estimación en función del tiempo y sensibilidad a inversiones Fredy Alexander Estepa Martinez / TECNA INTEGRITY AND CORROSION ENGINEERING

Los modelos de riesgo para ductos de transporte deben permitir la toma de decisiones respecto a las inversiones realizadas en planes de acción (mitigación y mantenimiento) y para ello deben proveer resultados en términos económicos y estar dados en función del tiempo. Por otra parte, las variaciones en los valores de riesgo deben ser proporcionales a las inversiones realizadas y para esto, se debe tener en cuenta que uno de los rubros más altos en los planes de acción son los asociados amantenimiento. En el presente documento se describe una metodología que permite que el riesgo sea sensible a las inversiones en reparaciones y que el tiempo sea una variable explícita de tales modelos.

CONCEPTUALIZACIÓN

Los modelos de riesgo están generalmente constituidos de los componentes de consecuencia y probabilidad de falla. La consecuencia provee el factor económico y para ello se deben traducir en dinero las afectaciones ambientales (multas y remediación) (Ca), afectaciones a personas (Cp) e infraestructuras (Ci), costos de reparación (Crep), costos por pérdida de producción y pérdida de producto (Cprod) y Costos por intangibles (Cint).

C=C a + C p + C i +C rep +C prod +C int

Con respecto al componente de probabilidad, ésteprovee el factor de tiempo, muchos modelos de probabilidad de falla están basados en índices como los expresados en modelo de riesgo relativo1 que tienen implícita esta variable, sin embargo, es importante tenerla explicita para permitir hacer estimaciones a futuro de valores de probabilidady riesgo. Estos modelos de probabilidad, suelen tener un par de variables asociadas a las reparaciones, principalmente representadas con preguntas como: ¿Se tienen defectos con pérdida de metal superior a X %? o ¿Cuál es el número de reparaciones hechas debidas a los resultados de inspecciones ILI?; no obstante, estas variables no tienen un peso porcentual significativo en el resultado final de probabilidad de falla, que generalmente es menor al 5%, debido a que el valor máximo que puede arrojar el modelo es 100% y debe estar dividido entre varios grupos de amenazas que pueden llegar a comprender más de 100 variables. Ahora bien, si tenemos en cuenta que los rubros asociados a reparaciones pueden ser cuantiosos y adicionalmente van a depender del número de defectos que se reparen, sería conveniente contar con una disminución de riesgo proporcional al número y tipo de defectos reparados, lo cual es difícil de ver con los modelos convencionales de probabilidad basados en índices. Con base en lo anterior y considerando que existen defectos identificados donde se conoce o se ha estimado una pérdida de metal y su consecuente velocidad de corrosión, se propone la utilización de un modelo para estimación de probabilidad de falla que tenga en cuenta el número y tipo de defectos reparados, con la consecuente ventaja de

permitir resultados de riesgo sensibles a las inversiones en reparaciones.

Dónde: 〖Pf〗_general: Es la probabilidad de falla para un segmento, donde se tienen en cuenta todos los grupos de amenazas y puede ser determinada con base a modelos de índices de probabilidad. 〖Pf〗_defecto: Es la probabilidad de falla calculada para cada defecto presente en el segmento en evaluación y se calcula de acuerdo a la función de Weibull, ya que tiene explícita la variable de tiempo y representa adecuadamente la probabilidad de falla para un defecto debido a corrosión2. La fórmula propuesta sedescribe a continuación3

MTTF: Es el tiempo medio para falla y se puede calcular con base en la pérdida de metal o velocidad de corrosión estimada para el defecto en evaluación, calculando el tiempo medio de vida remanente4 Con respecto a la variable k, dado que se asume una velocidad de corrosión constante se puede tomar un valor de k igual a uno.

t: es el tiempo desde que se realizó la estimación o cálculo de MTTF.

El modelo propuesto asume independencia entre los eventos de probabilidad de falla para cada defecto y los eventos de falla calculados por el modelo general, esto quiere decir que por ejemplo los modelos de probabilidad de falla con base en índices no cuantifican la probabilidad de falla de los defectos

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Muhlbauer W. Kent, 2004, Pipeline Risk Management Manual, Third Edition / 2American Bureau of shipping, 2004. Guidance notes on Reliability centered maintenance / 3OssaI, Ch., 2013. Pipeline corrosion prediction and reliability Analysis: A sys

ya identificados y de manera similar, la cuantificación de la probabilidad de falla por cada defecto presente en el segmento depende solamente de la velocidad de corrosión estimada o medida y no es afectada por los otros grupos de amenazas que son evaluados con el modelo general o con base índices. Haciendo los ajustesal modelo de riesgo, se puede encontrar la porción de riesgo que estaría directamente relacionada a las reparaciones y cuya variación depende del tipo de defecto, caracterizado por la pérdida de metal o velocidad de corrosión, y el número de defectos reparados, ya que a mayor cantidad de defectos reparados con menor tiempo de vida media, se observa una disminución sustancial del riesgo. Con base en lo anterior podemos identificar en que momento es más rentable realizar una reparación teniendo en cuenta el costo de la reparación y la disminución de riesgo asociado ya que contamos con las variables de tiempo y riesgo en términos económicos.

Figura 2. Gráfica de probabilidad de falla en función del tiempo medio de vida remanente

Componente de riesgo asociado con grupos de amenazas

Componente de riesgo asociado con reparación de defectos

Es importante tener en cuenta que la metodología presentada es una estimación de la probabilidad de falla que pretende abrir un camino para proveer información para la generación de planes de acción con base en el riesgo, con base en los defectos identificados en los ductos de transporte sin tener que entrar en procedimientos probabilísticos o de cálculo complejos; sin embargo, esta metodología bien puede ser ajustada o mejorada en función de los datos con los que cuente cada empresa.

Conclusiones y recomendaciones Los modelos de probabilidad de falla con base en índices que son usados actualmente pueden ser mejorados con la inclusión de una cuantificación de la probabilidad de falla asociada a defectos identificados. Esto dota al modelo de herramientas para hacerlo sensible a inversiones en reparaciones que suelen tener un presupuesto importante.

stematic approach with Monte Carlo simulation and degradation models. International Journal of Scientific & Technological research Vol 2 / 4American Petroleum Institute,2009, Inspection, Repair, Alteration and Rerating of In-Service Piping Systems.

Conceptos de Protección Catódica

y sus aplicaciones prácticas II Como una continuación del primer artículo publicado en la edicion de Marzo 2014, esta presentación está dedicada al concepto y utilización de lo que se conoce como Back Voltage, para lo cual no tengo una definición en español. Este concepto tiene gran importancia al momento de evaluar el comportamiento de un sistema de protección catódica, como se explica a continuación. Rogelio de las Casas

Reliable Underground Service Technicians (RUST) 111 Ambassador Avenue, Romeoville, Illinois, 60446, USA.

Es muy común ver que cuando un técnico visita un rectificador para medir las características de salida, mide únicamente la diferencia de potencial entre el terminal positivo (ánodos) y el terminal negativo (cátodo o estructura a proteger) y la corriente que circula en el shunt (resistencia calibrada). De estos dos valores y aplicando la ley de Ohm, calcula la resistencia del circuito. El procedimiento realizado de esta manera es erróneo. Esto se debe al hecho de que se está ignorando el factor polarización, que tanto ocurre en el lecho anódico como en la estructura que está siendo protegida.

Definición de Back Voltage: Según la definición que A.W. Peabody le da al termino Back Voltage en su libro “Control of Pipeline Corrosion”, capitulo 7, página 135, en su segunda edición: •Back Voltage: es el voltaje que existe entre los ánodos y la tubería en oposición al voltaje aplicado”. Y además explica que este para el caso de lechos anódicos con relleno de coque, este valor está en el orden de 2 voltios. •El Back Voltage no es otra cosa que una medida de la polarización anódica de los ánodos y la polarización catódica de la estructura a proteger. •Este es un valor que se encuentra “escondido” en los valores de voltaje de salida del rectificador. 10

Como se determina el Back Voltage:

También se explica en este libro que el valor del Back Voltage es determinado midiendo el potencial entre los terminales positivos y negativos del rectificador, inmediatamente después de apagar el rectificador. •Por qué hay que medirlo en cuanto apagamos el rectificador? Si se espera más de un segundo para su medición, la diferencia de voltaje entre los ánodos y la estructura a proteger disminuirán a la misma velocidad que disminuyen la polarización anódica de los ánodos y la polarización catódica de la estructura protegida (cátodo).

Implicaciones

del Back Voltage y uso en la determinación de la resistencia real del circuito de protección catódica. Este valor de voltaje debe ser superado por el rectificador para ser capaz de inyectar corriente en el circuito de protección catódica. •Esto significa que si el Back Voltage es por ejemplo 2 Volts, el voltaje de salida del rectificador tiene que ser mayor a 2 Volts para ser capaz de enviar corriente hacia los ánodos y de ahí a través del suelo a la estructura enterrada a proteger. Este valor debe ser medido una vez que el sistema de protección catódica está activo por un tiempo y se ha alcanzado la polarización catódica de la estructura protegida. De esta forma su valor será máximo. Para calcular la resistencia real de un circuito de protección catódica por corriente impresa, se debe: •Medir el Back Voltage •Substraer este valor del voltaje de salida del rectificador. •Dividir esta última diferencia por la corriente de salida del rectificador. •Vean el ejemplo a continuación:

Confiabilidad de Cojinetes Los Cojinetes son elementos mecánicos diseñados para superar la fricción entre un elemento fijo (estacionario) y un elemento móvil (rotatorio) y proporcionar facilidad de rotación. La fricción es una fuerza que resiste el movimiento relativo de dos cuerpos en contacto, hay un par de maneras de reducir la fricción entre dos superficies:

1. Cambiar el ambiente de contacto añadiendo lubricante o el cambio a un material

MSc. Ernesto Primera

ASME Speaker Bureau & Global Instructor primeram2@asme.org www.asme.org

con un menor coeficiente de fricción.

2. Superar la fricción utilizando elementos rodantes y así la fricción es reducida ya que los elementos ruedan más fácil y con menos resistencia que al deslizar.

Por lo general los modos de fallas en los cojinetes se presentan por las siguientes causas:

Existe una clasificación básica de los Cojinetes que se basa en su reducción de la fricción y podemos observarla en la siguiente imagen N°1.

Imagen N°1: Tipos de Cojinetes

Los cojinetes se fabrican para soportar: • Cargas puramente radiales.

Las estimaciones de vida de un rodamiento, dependen de las causas indicadas en la imagen N°3, sin embargo según SKF existen factores claves para esa estimación de vida y se muestran en la imagen N°4.

• Cargas de empuje axial. • Combinación de cargas radiales y axiales. La duración o vida útil de un Cojinete se ve afectada cuando se aplica una o varias cargas sobre el mismo, esto genera unas tensiones de contacto. Debido a la geometría de sus elementos estas tensiones responden a unas ecuaciones relativamente complicadas, pero basadas en la teoría de Hertz.

Los modos de fallas de un rodamiento están descritos en la norma ISO-15243 y se describen en la imagen N°2.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: 1.- ISO-15243: Rolling Bearings - Damage andfailures Terms, Characteristics Andcauses. 2004. Leyenda: ABMA: American Bearing Manufacturing Association. Imagen N°2: Modos de Falla de un Cojinete Fuente: ISO-15243

ISO: International Organization for Standardization. SKF: Fabrica de Rodamientos Sueca.

Octubre 20 y 21 – México D.F. www.mexicoenergy2014.com

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Evitemos reparaciones innecesarias de ductos Un análisis técnico con enfoque de confiabilidad de ductos pero también de rentabilidad de empresa. Es responsabilidad de todos propiciar la confiabilidad y correspondiente seguridad de los activos petroleros, así como su rentabilidad. Aunque pocas veces se aborde así, el autor considera imprescindible desde la perspectiva técnica tener claro que una oportuna y eficiente gestión de integridad mecánica de los ductos a cargo está completamente ligada a la rentabilidad de la empresa, y ésta al flujo de recursos destinados al mantenimiento de instalaciones, comprendiendo el ciclo en que si una empresa pierde rentabilidad pierde posibilidades de invertir en programas oportunos y adecuados de mantenimiento.

Elfego Simbrón Hernández

Socio Fundador de IP Oil& Gas Solutions, Director de IDISA México y Agente Capacitador Externo acreditado por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social (México).

un gran paso científico a reconocer; sin embargo si sabemos que su aplicación puede conducir a una mayor cantidad de reparaciones respecto a ASME B31G Modificado (RSTRENG-1) y PCORRC, porqué utilizarlo “casi por default”. Este es el punto que analizaremos en relación al uso eficiente de recursos. Para ilustrar sobre esto, se seleccionó el caso de la figura 1 con 219 corrosiones detectadas mediante inspección con Equipo Instrumentado de Flujo Magnético en una tubería API 5L X52 de 24” DN y 20 años de antigüedad, mostrado dentro de un programa de cálculo de MAOP y Tiempo de Vida Remanente ‘TVR. La corrida de inspección fue validada con la verificación (dimensionamiento) en campo de algunas anomalías como buena práctica y además por cumplimiento contractual.

Así, el presente contenido está enfocado a visualizar de forma fácil como el uso correcto y responsable de distintos códigos de evaluación disponibles podría evitar una gran cantidad de reparaciones en muchos casos aún innecesarias, incidiendo en un uso más eficiente de los recursos destinados al mantenimiento de las tuberías de las cuales somos responsables como dueños, operadores, inspectores o evaluadores. Puede entenderse que el desconocimiento en la materia, hace algunos años, de algún modo justificaba las grandes cantidades de reparaciones en ductos de transporte de hidrocarburos, deteniéndose su operación para ello o reduciendo su presión de operación al 50% por ejemplo, induciendo así importantes pérdidas económicas por interrumpir la producción y dejar de captar ciertos ingresos. El desarrollo del Código ASME B31G a principio de los 70’s, vino a dar certidumbre a la preservación de la integridad mecánica de los ductos al poderse calcular la Presión Máxima Permisible de Operación (MAOP por sus siglas en inglés) de zonas corroídas –significando esto 14

FIG. 1.- Programa de evaluación que muestra la permisibilidad de corrosiones detectadas en una tubería

Del lado izquierdo de esta figura se observan los datos introducidos para una de las corrosiones, al centro los valores calculados y del lado derecho una visualización gráfica de la permisibilidad o rechazo de todas las corrosiones detectadas en la corrida de inspección realizada. El color amarillo de la anomalía indica dimensiones y cálculos a fecha actual, el color azul indica dimensiones y resultados proyectados al plazo de integridad requerido por el cliente (5 años en este caso).

Para efecto de análisis nos centraremos en las 2 siguientes situaciones:

Situación 1: En la figura 2 se ejemplifica una corrosión con profundidad del 33% y longitud de 10.68 pulgadas –extraída del universo de corrosiones de la tubería en estudio, que le es permisible permanecer por cualquiera de los códigos al cumplir con el requerimiento del cliente de ser capaz de soportar al menos 1000 PSI durante los siguientes 5 años.

FIG. 2.- Cálculo y permisibilidad de corrosión detectada de 33% de profundidad y 10.68 pulgadas de longitud.

Situación 2: En la figura 3 se ejemplifica una corrosión de 30% de profundidad y 12.6 pulgadas de longitud que es rechazable por ASME B31G en virtud de solo cumplir con la capacidad segura requerida durante los primeros 1.3 años; implicando reparar esa zona antes del TVR calculado para cumplir con el resto de los 5 años solicitados de plazo de integridad.

FIG. 3.- Cálculo y permisibilidad de corrosión detectada de 30% de profundidad y 12.68 pulgadas de longitud.

Lo anterior aún sin tomar en cuenta la posibilidad de usar metodologías de Área Efectiva (como RSTRENG-2 y LPC-2) basadas en la previa determinación de su perfil de corrosión como se muestra en la figura 4, en que la misma corrosión de la figura 3 tiene una capacidad segura calculada de 1170 PSI –equivalente propiamente al valor de la presión de diseño. Fig. 4.- Graficación del perfil de corrosión y cálculos de capacidad segura mediante el uso de Área Efectiva.

Hasta este punto del análisis, el ejemplo de la figura 3 significa que si contractualmente no estamos limitados en el uso de códigos de evaluación para soportar la decisión de continuar operando sin necesidad de reparación bajo determinadas condiciones y escenarios, podríamos optar por RSTRENG-1 o PCORRC y generar el beneficio de administrar mejor los recursos destinados al mantenimiento. Haciendo un simple análisis para efecto ilustrativo, tenemos que del universo de 219 zonas corroídas presentes en la tubería inspeccionada, 18 de ellas son rechazables conforme

a ASME B31G atendiendo los requerimientos del cliente (ya considerando su crecimiento proyectado a 5 años) sin embargo, solo 7 de estas corrosiones resultan rechazables en base a RSTRENG-1 o PCORRC, lo que significa que con un menor presupuesto (39% del gasto de rehabilitación aproximadamente en este ejemplo) puede mantenerse en operación segura a la tubería a cargo; lo cual no siendo una regla es un buen ejemplo de cómo podría orientarse mejor el uso de recursos aplicando la base ingenieril ya existente, que podrá traducirse

en la mayoría de los casos en una libranza de menor duración (en la opción de sustitución de tubería) y por ende menos costosa además de un menor tiempo fuera de operación, una menor cantidad de tubería a sustituir, o una menor cantidad de envolventes según sean las decisiones de reparación, entre muchos costos relacionados. Llevado esto a otros escenarios ¿Cuál sería el impacto en la administración de recursos para un Dueño u Operador, si tuviera la responsabilidad de gestionar la integridad mecánica de 100

tuberías con un presupuesto algo modesto? La respuesta estriba en que podría atender más fácilmente las mayores prioridades de todas las tuberías; en lo cual y subrayándolo, habría que tener perfectamente claro algunos puntos importantes antes de llevarlo a la práctica, destacando entre ello:

1. Inspección confiable. La experiencia y profundo conocimiento de los inspectores a cargo sobre el tipo de daños a inspeccionar es de vital importancia, siendo en gran medida uno de los pilares principales en la gestión de integridad mecánica. Si su equipo inspector no le brinda la calidad necesaria de datos de inspección por la razón que sea, definitivamente la factibilidad de usar códigos o metodologías más precisas se pierde, tras lo cual habría que seguir usando por default ASME B31G. Veamos los siguientes ejemplos: a) En la figura 5A se puede visualizar que si la corrosión de la figura 2 hubiera sido del 34% (en lugar del 33%) e igual longitud por imprecisión en la inspección, esta habría sido rechazable incluso mediante RSTRENG-1. b) Por su parte, en la figura 5B se puede visualizar que si la corrosión de la figura 2 hubiera sido reportada con 10.69 pulgadas de longitud (en lugar de 10.68 pulgadas) e igual profundidad, esta se habría diagnosticado como rechazable antes de los 5 años de plazo de integridad que requiere el cliente. Por ello, nunca habrá que perder de vista el impacto de la calidad de información introducida en la evaluación de integridad mecánica de las tuberías (incluyendo información técnica, de operación y diseño proporcionada por el cliente) y la incidencia del factor humano, ya que una zona que no requiera repararse sea reparada, en tanto que aquella zona que verdaderamente necesite repararse –por imprecisiones o errores, sea dictaminada que no requiere reparación y en el corto plazo ocurra un accidente. 16

Por su parte, la información proveniente de corridas de inspección (ILI) mediante tecnologías de Flujo Magnético o de Ultrasonido, puede darnos con certeza el tipo y dimensiones de las anomalías detectadas, sin embargo, aunque más costosa indudablemente la tecnología de ultrasonido nos dará la mayor precisión en el dimensionamiento ya que como ventaja mide directamente el espesor remanente de la tubería, en tanto que la de flujo magnético ofrece valores de espesor referenciados a la calibración inicial del equipo al momento de su introducción en la tubería. Si adicionalmente la tecnología a utilizar es capaz de medir con detalle el perfil de las corrosiones, entonces podríamos pasar directamente al uso de una metodología de evaluación por área efectiva como RSTRENG-2. En cualquiera de los casos, es obligada una verificación muy consciente por parte del equipo inspector y evaluador de las dimensiones de todas aquellas corrosiones detectadas con equipo instrumentado que fueron predictaminadas para su reparación, buscando la generación de un programa más reducido de reparaciones.

2. Propiedades y antigüedad de la tubería. Si el acero de la tubería en estudio es de alta tenacidad podemos fácilmente utilizar PCORRC, sin embargo si la tubería fuera muy antigua se podría tener en contra la calidad del acero, por el alto contenido de sulfuros de manganeso que podría tener presente lo cual reduce su tenacidad, circunstancia bajo la cual habría que utilizar el código ASME B31G por default, sin embargo con la posibilidad de utilizar el ASME B31G modificado como podría ser el caso de la figura 3 en donde resulta rechazable mediante ASME B31G pero aún permisible en base a ASME B31G Modificado (RSTRENG-1). Luego, si contractualmente es permitido en los contratos la posibilidad de usar este segundo código, la seguridad de la tubería en operación se podría mantener con un menor uso de recursos. Finalmente, dentro de un contrato en curso, la autorización de utilizar uno u otro código de evaluación es sin duda decisión de cada supervisor, empresa o dueño de instalaciones; el enfoque de este análisis únicamente es reflexionar técnicamente sobre las pérdidas que puede significar para la industria una decisión al respecto.

Conclusiones Si partimos de que la confiabilidad, seguridad y rentabilidad de las tuberías es una responsabilidad de todos, tendremos más claro que la habilidad, experiencia y formación del factor humano especialmente inspector y evaluador que interviene es clave para enfrentar los retos de: 1. Seleccionar y emplear la tecnología más adecuada de inspección y de mayor precisión posible, en el conocimiento de que invertir en su contratación podrá permitir obtener resultados más confiables que ayudarán a utilizar metodologías de evaluación más precisas que a su vez podrán reducir la cantidad de reparaciones. Este punto no exime de seleccionar y supervisar adecuadamente a la compañía inspectora.

2. Inspeccionar con la más alta precisión en toda actividad de evaluación directa (DirectAssessment), ya que la calidad de estos resultados como hemos visto impacta directamente en la decisión o no de reparación. En esto se incluye revisar que la información que los clientes nos proporcionan sea verdadera, no eximiendo de verificarla u obtener la que así se considere necesaria como lo es la determinación de la especificación del acero, por ejemplo. 3. Evaluar la integridad mecánica con pleno conocimiento de cuando así sea posible utilizar otros códigos de evaluación se haga para evitar toda reparación innecesaria, recordando que

la filosofía de fondo de todo análisis de integridad mecánica es incrementar al máximo la confiabilidad de las tuberías con el menor uso de recursos. 4. Incentivar la actualización o formación continua del factor humano que interviene. En suma, reducir la cantidad excesiva de reparaciones sí es posible si atendemos los elementos aquí comentados que –no son los únicos, pero sí buscan acentuar esta visión de servicio en beneficio de todos.

BECA ESTUDIANTIL Este año la Fundación NACE otorgará dos becas para la región Latinoamericana de NACE. Una de ellas otorgadas por LATINCORR y Tinker & Rasor:

Una (1) beca por un monto de US$ 1.500 Las becas serán otorgadas en la conferencia anual de NACE. Aunque no es requerido, se recomienda que los ganadores de la beca estén presentes en dicho evento para poder recibir el premio.

Próximas Conferencias NACE: Corrosion 2014 – Marzo 9 – 13, 2014 en San Antonio, TX USA Corrosion 2015 – Marzo 15 – 19, 2015 en Dallas, TX USA Corrosion 2016 – Marzo 6 – 10, 2016 en Vancouver, BC CANADA Corrosion 2017 – Marzo 26 – 30, 2017 en New Orleans, LA USA Corrosion 2018 – Abril 15 – 19, 2018 en Phoenix, AZ USA

Evaluación del Candidato La siguiente información que deberá ser incluida al momento de la aplicación para ser revisada por el Comité de Selección es la siguiente: •Copia de la aplicación. •Un escrito justificando la necesidad de la beca y explicando detalladamente como se utilizarán los fundos otorgados. Este escrito no debe estar contenido en una sola página y debe estar debidamente firmada, con su nombre, dirección, teléfono y dirección email. En forma LEGIBLE. •Dos cartas de recomendación de profesores con quien el aplicante trabaje soportando dicha aplicación y que contenga una historia de los trabajos, calidad de ejecución de los trabajos y carácter del aplicante. Así como la justificación para la otorgación de la beca. En forma LEGIBLE.

Requisitos para Participar

•Copia certificada de las notas del aplicante que describa el sistema de calificación.

•Los aplicantes deben estar inscritos en una universidad como estudiantes a tiempo completo en una universidad acreditada y cursando los dos últimos años de su carrera universitaria o inscritos como estudiantes de post grado (sin restricción a la antigüedad.)

Guía para la Aplicación

•Los aplicantes deben estar atendiendo a universidades cuyos países pertenecen y están representados en la Región Latinoamericana de NACE, y además deben estar haciendo trabajos, actividades o investigación relacionados a la corrosión. •Los Aplicantes deberán demostrar mediante trabajos técnicos, recomendaciones de profesores, etc que poseen un interés en el campo de la corrosión. •Los fondos otorgados deberán utilizarse exclusivamente en actividades relacionadas a NACE: Cursos, Asistencia a Congresos y Conferencias, Libros de la librería de NACE, etc. Otra actividades no asociadas a NACE deberán ser aprobadas con anticipación por los representantes de LATINCORR-CIMATQ y el comité de becas de la región Latino-Americana de NACE. •Si el estudiante está haciendo su aplicación para asistir a un congreso u otro evento en US o cualquier otro país en la cual requiere de Visa, el estudiante o aplicante deberá suministrar prueba que posee dicha visa al momento de la aplicación y que estará vigente al mo18 mento del viaje. Fotocopia a colores.

•Todo el material descrito anteriormente deberá enviarse al comité de becas de la Región LatinoAmericana de NACE a través del oficial o representante del país ante la Región NACE. Este oficial o representante debera testificar que la universidad del aplicante está realizando trabajos, actividades o investigación en el área de corrosión. •Una copia de todos los requisitos deberán ser escaseados y enviados por correo electrónico a becas@latincorr.com y nace-foundation@nace.org. •Adicionalmente el aplicante deberá revisar cuidadosamente las Guías Generales para Becas (General Scholaship Guidelines) en la página web de la NACE Foundation. Aplicantes deberán llenar su información de forma legible. Los formatos pueden ser bajados de la página web en word o pdf. Para m ás información por fav visitar

www.latincorr.com

o contáctenos a becas@latincorr.com

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Un miembro de Winn & Coales International

Calendario de Cursos Corrosión Básica Octubre 13 – 17, 2014 Houston, TX - USA Noviembre 2 – 6, 2014 Seattle, WA – USA Noviembre 3- 7, 2014 VadnaidHeights, MN - USA Diciembre 1 – 5, 2014 New Orleans, LA - USA

CP 1 – Protección Catódica (Tester) Noviembre 10 – 15, 2014 Cuernavaca –Mexico Noviembre 10 – 15, 2014 Buenos Aires - Argentina Noviembre 24 – 29, 2014 Quito – Ecuador Dieiembre 14 – 19, 2014 Houston, TX - USA

CIP Nivel 1 Octubre 6 – 11, 2014 Madrid – España Octubre 12 – 17, 2014 Houston, TX - USA

Noviembre 16 – 21, 2014 Houston, TX - USA

Interferencia CP Enero 11 – 16, 2015 Houston, TX - USA

Pipeline Corrosion Integrity Management

CP2-Protección Catódica (Technician)

Noviembre 10 – 14, 2014 Bogotá– Colombia

Noviembre 9 - 14, 2014 Houston, TX – USA

Noviembre 17 – 21, 2014 Cuernavaca – Mexico

Octubre 13 - 18, 2014 Houston, TX – USA (En español)

Noviembre 17 – 22, 2014 Buenos Aires – Argentina

Octubre 20 – 25, 2014 Rio de Janeiro - Brasil

Diciembre 8 – 13, 2014 Houston, TX – USA

Noviembre 10 – 15, 2014 Cuernavaca – Mexico

Enero 18 – 23, 2014 Houston, TX – USA

Noviembre 16 – 21, 2014 Marabella - Trinidad

Enero 25– 29, 2015 Houston, TX - USA

Corrosión Interna para Tuberías (Básico) Octubre 27 - 31 2014 Cuernavaca - Mexico

Diciembre 7 – 12, 2014 Dorado – Puerto Rico

CP3-Protección Catódica (Technologist)

Diciembre 1 – 5, 2014 Madrid – España

CIP Nivel 2

Octubre 5 – 10, 2014 Houston, TX – USA

Enero 4 – 8, 2015 Houston, TX - USA

Enero 18 – 23, 2015 San Bernardino, CA - USA

Corrosión Interna para Tuberías (Avanzado)

Octubre 13 – 18, 2014 Madrid – España Octubre 20 - 25, 2014 Houston, TX – USA (En español) Noviembre 3 – 8, 2014 Rio de Janeiro – Brasil

CP4-Protección Catódica (Specialist)

CIP Peer Review

Noviembre 2 – 7, 2014 Seattle, WA – USA

Octubre 17 – 19, 2014 Houston, TX - USA

Diciembre 7 – 12, 2014 Houston, TX – USA

Noviembre 14 – 16, 2014 Houston, TX – USA

Enero 25 – 30, 2015 San Bernardino, CA - USA

Diciembre 12 – 14, 2014 Houston, TX – USA 20

Recubrimientos en conjunto con Protección Catódica

Octubre 20 – 24, 2014 Bogotá - Colombia Febrero 23 - 27, 2015 Little Rock, AK - USA

Diseño para el Control de Corrosión Diciembre 1 – 5, 2014 New Orleans, LA - USA Enero 26 – 30, 2015 Houston, TX - USA

Calendario de Cursos Advanced Pipeline Risk Management

Geohazard Management for Pipeline Engineers

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Diciembre 4 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Noviembre 12 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Deepwater Riser Engineering

Abril 28 – 2 Mayo, 2014 Newcastle – INGLATERRA

Abril 28 – 2 Mayo, 2014 Houston, TX - USA

Noviembre 10 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Defect Assesment Calculations Worshop

Performing Pipeline Rehabilitation

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Octubre 20 – 21, 2014 Berlin - ALEMANIA

Noviembre 19 – 21, 2014 Houston, TX - USA Diciembre 3 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Defect Assesment in Pipelines Abril 30 – 2 Mayo, 2014 Newcastle - INGLATERRA Noviembre 17 – 19, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 1 – 3, 2014 Calgary, AB - CANADA

DOT Pipeline Safety Regulations Junio 2 – 3, 2014 Houston, TX - USA Noviembre 13 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Onshore Pipeline Engineering

Pigging & In-Line Inspection Junio 2 – 3, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 1 – 2, 2014 Calgary, AB – CANADA

Pipeline Defect Identification & Sizing

Pipeline Repairmethods, Hot Tapping & In-Service Welding Noviembre 10 – 12, 2014 Houston, TX - USA Octubre 20 – 21, 2014 Berlin - ALEMANIA

Practical Pigging Operations Marzo 31 – 4 Abril, 2014 Houston, TX - US

Stress-Corrosion Cracking in Pipelines Noviembre 20 – 21, 2014 Houston, TX – USA

Subsea Pipeline Engineering Mayo 12 – 16, 2014 Houston, TX – USA Noviembre 17 – 21, 2014 Houston, TX - USA

Junio 4 – 6, 2014 Houston, TX - USA

Subsea Production Systems Engineering

Noviembre 10 – 14, 2014 Houston, TX – USA

Abril 29 – 2 Mayo, 2014 Houston, TX – USA

Pipeline Integrity Management Junio 2 – 4, 2014 Houston, TX – USA Noviembre 10 – 12, 2014 Houston, TX – USA Diciembre 3 – 5, 2014 Calgary, AB - CANADA

Noviembre 11 – 14, 2014 Houston, TX - USA

Noticias El robot C2D2 vela por la seguridad de puentes Septiembre 12, 2014 - Los puentes se convierten en una infraestructura problemática a medida que envejecen, un proceso que se intensifica cuando la sal usada contra la formación de hielo, y el dióxido de carbono, intervienen destruyendo gradualmente el hormigón armado. Un nuevo robot puede ahora comprobar el estado de estas estructuras, incluso en puntos que son de acceso muy difícil y hasta peligroso para el personal técnico humano.

En países como Suiza, la nación donde se ha desarrollado este robot, hay infinidad de puentes de hormigón armado, y tanto la circulación de peatones como el tráfico rodado los usan constantemente. Al riesgo de una catástrofe se le añade el de tener que cerrar un puente durante un tiempo largo para hacerle el trabajo de mantenimiento que no se ha hecho en mucho tiempo porque no se sospechaba que estuviera en tan malas condiciones. El hormigón armado es un buen material para puentes; los hace seguros y

duraderos… hasta que aparece la corrosión. La corrosión se produce cuando el cloruro procedente de la sal antihielo destruye el acero de refuerzo del interior del hormigón, o cuando el dióxido de carbono (CO2) de la atmósfera disminuye el pH normalmente alto del hormigón. El daño empeora con el tiempo y a menudo solo comienza a resultar visible cuando ya se halla en un estado muy avanzado. A largo plazo, esto puede poner en peligro la seguridad y la disponibilidad de los puentes y otras estructuras de soporte hechas con hormigón armado. Además, reparar estos puentes es muy caro: cuanto más grande sea el daño ocasionado por la corrosión, más cuesta el trabajo de reparación. Por otro lado, muchos puentes en Suiza tienen ya más de 50 años, lo que convierte a la corrosión en un problema cada vez más grande para la infraestructura del país. Por todo ello, científicos como BernhardElsener, profesor en el Instituto de Materiales de Construcción, adscrito al ETH (Instituto Federal Suizo de Tecnología en Zúrich, también conocido como Escuela Politécnica Federal de Zúrich), desarrollaron hace un cuarto de siglo una tecnología para identificar la corrosión en una etapa temprana. Esta tecnología se ha empleado con éxito durante mucho tiempo en la inspección de puentes, pero requiere acciones manuales por parte del operario, y lo inaccesible de algunos puntos, como por ejemplo las caras inferiores y los pilares

El C2D2 en una mision de prueba en el Puente Einstein del campus del ETH en Höggerberg. (Foto: Peter Rüegg / ETH Zürich)

de puentes muy altos, plantea retos serios, y hasta peligrosos, para las inspecciones. A fin de resolver este problema, el Instituto de Materiales de Construcción unió fuerzas con el Instituto de Robótica y Sistemas Inteligentes del ETH, y formó un equipo de proyecto con BernhardElsener, Alexis Leibbrandt, Oliver Glauser, UeliAngst y Robert Flatt del Instituto de Materiales de Construcción, así como Gilles Caprari del Laboratorio de Sistemas Autónomos del ETH. El objetivo fue desarrollar un robot que pudiera detectar la corrosión en todas las áreas, incluyendo lugares inaccesibles para las personas, en un estado lo más temprano posible. Para el nuevo robot (C2D2, por las siglas de ClimbingCorrosionDetectingDevice, aunque a mucha gente le recordará el nombre de R2D2 de la saga de “La Guerra de las Galaxias”) se partió del diseño de un robot previo (Paraswift), capaz de moverse no solo por el suelo, sino también por paredes y techos. El equipo espera que a mediados de 2015 se hayan completado las últimas mejoras al robot y se pueda entonces comenzar a fabricar unidades del mismo a escala comercial, para su inmediata puesta en servicio.

FUENTE: http://noticiasdelaciencia.com/not/11395/el-robot-c2d2-vela-por-la-seguridad-de-puentes/

ARGENTINA

Petrolera argentina YPF descubre gas y petróleo en el sur del país La petrolera estatal argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) anunció hoy el descubrimiento de gas y petróleo convencional en el bloque Los Perales-Las Mesetas, provincia de Santa Cruz, en el sur del país.

Agosto 26, 2014

El bloque ubicado en el noroeste de la localidad Las Heras tiene un potencial de producción diaria de 200.000 metros cúbicos de gas y 370 barriles de petróleo, indicó la petrolera estatal. Hace más de 20 años que la empresa no lograba un resultado de este tipo en la provincia.

“Este descubrimiento es el resultado de un trabajo de innovación, porque fuimos a buscar un ‘play concept’ profundo, por debajo de las formaciones ya maduras; y hace honor una vez más al ADN explorador de YPF, hoy abocado al autoabastecimiento de nuestro país”, afirmó el presidente y director general de YPF, Miguel Galuccio. “Santa Cruz es el lugar donde comencé mi carrera y es dondeYPF más petróleo produce; por ambas cosas para mí es un orgullo imaginar que esta provincia podrá convertirse en

una importante productora de gas”, agregó. El descubrimiento se produjo en el pozo YPF. SC.LM.xp-778 que alcanzó una profundidad final de 2.770 metros. La producción diaria de gas de YPF en la provincia de Santa Cruz creció en el segundo trimestre del año 15,2 por ciento, con respecto al mismo periodo de 2013. En petróleo, la producción creció 3,7 por ciento con respecto al segundo trimestre del año pasado.

Fuente:http://spanish.xinhuanet.com/iberoamerica/2014-08/26/c_133583776.htm

YPF y Petronas firman acuerdo de inversión inicial por US$ 550 millones para el área de Vaca Muerta Durante la etapa piloto, que se proyecta para el primer trimestre de 2015, se perforarán más de 30 pozos, explicó YPF en un comunicado. La petrolera estatal argentina YPF y la malaya Petronas firmaron hoy un acuerdo para el desarrollo de hidrocarburos no convencionales en el área de Vaca Muerta, que supondrá una inversión conjunta de US$550 millones, informó la compañía argentina.

Agosto 28, 2014

El presidente de Petronas, Tan Sri Dato’ ShamsulAzhar Abbas, y el presidente y CEO de YPF, Miguel Galuccio, firmaron en Kuala Lumpur (Malasia) un acuerdo de términos y condiciones para el desarrollo de un proyecto conjunto en la provincia argentina de Neuquén (oeste). El proyecto constará de tres fases, con una inversión inicial conjunta de US$550 millones, de los cuales Petronas aportará US$457 millones.

Durante la etapa piloto, que se proyecta para el primer trimestre de 2015, se perforarán más de 30 pozos, explicó YPF en un comunicado. “YPF será el operador del área y cederá una participación del 50% del título de concesión de explotación sobre el bloque”. Tras esta etapa piloto, y en función de los resultados, las empresas prevén la continuidad del proyecto con una inversión superior a los US$1.000 millones en los primeros 5 años. En paralelo, ambas compañías evaluarán ampliar la asociación estratégica a otras áreas exploratorias con potencial para recursos no convencionales.

“En línea con nuestro Plan Estratégico y con el buen desarrollo que estamos realizando en Loma Campana, nos parece una enorme oportunidad para YPF y para el país sumar a Petronas como socio estratégico”, dijo Galuccio tras la firma del acuerdo en Kuala Lumpur. Por su parte, el presidente de Petronas subrayó la satisfacción de su compañía por “la entrada en el shaleoil a través de esta asociación con YPF en La Amarga Chica (Neuquén). Vemos a Neuquén como una zona muy prolífica, con gran potencial de crecimiento que seguramente beneficiará enormemente a la Argentina”.

Fuente: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/ypf-y-petronas-firman-acuerdo-de-inversion-inicial-por-us550-millones-para-el-ar

Noticias COLOMBIA

Ecopetrol recibe licencia para proyecto en Meta (Septiembre 16, 2014) La licencia fue otorgada para el Campo de Producción Mago localizado en las veredas de Puerto Triunfo y Santa Helena en el municipio de Puerto Gaitán.

Ecopetrol recibió de parte de la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, Anla, la licencia necesaria para iniciar con el Proyecto Campo de Producción Mago, el cual está localizado en Puerto Gaitán, Meta, en las veredas de Puerto Triunfo y Santa Helena. Ecopetrol SA, se propone desarrollar actividades en el Campo de Producción Mago, mediante la producción, transporte y comercialización del crudo extraído del área, mediante la construcción de locaciones para los clúster, adecuación y/o construcción de vías de acceso a las instalaciones, Zodme ‘S, tramos de captación, facilidades, estaciones de tratamiento y proyectos pilotos de EOR (recuperación mejorada de crudo). Con la obtención de la licencia Ecopetrol deberá construir obras de drenaje suficientes y adecuadas, sobre las vías de acceso, de tal forma que garantice el normal flujo de las aguas entre los dos costados de las vías de acceso de manera permanente. Dichas obras se deberán construir con base en una evaluación de los eventos hidrológicos extremos como mínimo para un periodo de retomo de 20 años y de la dinámica hídrica de la zona a intervenir por el derecho de vía. Durante la ejecución de la totalidad del proyecto, la empresa deberá garantizar que el incremento del tráfico pesado por las vías, re-

querido para el desarrollo del proyecto, no genere impactos adicionales al medio, por lo cual deberá implementar mecanismos diversos y medidas de manejo que controlen y minimicen las emisiones de material particulado hacia la atmósfera, de tal manera que no se superen los valores permitidos por la norma de calidad del aire (Resolución 610 de 2010), con el fin de evitar conflictos con las comunidades, así como accidentes viales que se puedan ocasionar por la concentración de partículas suspendidas en el aire, y su consecuente falta de visibilidad; de lo anterior deberá presentar los correspondientes soportes en los informes ICA. Las vías existentes reportan entre 3 y 12 metros de ancho, Ecopetrol propone para las vías con anchos inferiores a 8 metros, ampliar el ancho de la banca a 8 metros y adecuadas para alcanzar las especificaciones técnicas requeridas, dentro de las actividades de adecuación de vías se prevé la ampliación de la banca, lo cual implica intervención de áreas adicionales. En cuanto a la construcción y perforación de hasta 100 locaciones tipo clúster (multípozo), se proyecta la utilización de máximo 6 hectáreas (área que no incluye el área requerida para riego o aspersión, ZODME, ni helipuerto), para la perforación de hasta 9 pozos: uno vertical y hasta ocho horizontales, sin embargo, en las localizaciones se ubicarán, helipuertos, equipos para la perforación (taladro, bombas, equipos de control de sólidos, tanques, etc.); así como los contenedores que servirán para el alojamiento y oficinas del personal que trabajará durante la etapa de perforación”.

FUENTE: http://www.dinero.com/empresas/articulo/ecopetrol-recibio-licencia-ambiental-para-proyecto-petrolero-meta/200940

Javier Gutiérrez, Presidente de Ecopetrol

Recuperación mejorada de crudo 1) Inyección cíclica de vapor (huff and puff,J: El objetivo es implementar una prueba piloto de inyección cíclica de vapor en pozos del Campo de producción Mago a fin de evaluar la factibilidad técnica y económica de esta tecnología como estrategia de maximización del factor de recobro. 2) Inyección continúa de vapor (steam drive): La inyección continua de vapor es un proceso de recuperación térmica en el cual vapor húmedo es inyectado a la formación en forma continua a través de varios pozos inyectores, con el principal objetivo de generar un aumento en la temperatura promedio de la formación. El aumento de temperatura causa una significativa disminución en la viscosidad del aceite, lo cual permite que este pueda ser desplazado con mayor facilidad desde la formación hacia los pozos productores. 3) Combustión in situ: Este proceso consiste en quemar una parte del petróleo “in situ” con el objetivo de generar calor para producir el petróleo remanente. Existen dos tipos de combustión en el yacimiento. Combustión convencional o “hacia adelante” debido a que la zona avanza en la misma dirección del flujo de fluidos y combustión en reverso o en “contracorriente” pues la zona de combustión se mueve en sentido opuesto al flujo de fluidos.

Gobierno Colombiano da luz verde al “Fracking” Septiembre 01, 2014 El gobierno dio luz verde a la

técnica de extracción petrolera “fracking” (fractura hidráulica) con el fin principal de aumentar las reservas de gas natural del país, confirmó el viceministro de Minas y Energía, Orlando Cabrales. Cabrales confirmó en RCN Radio que al cabo de un proceso “muy riguroso” de dos años se ha logrado establecer un marco regulador “muy detallado” y “responsable” para realizar “fracking” en Colombia, con ayuda de 24 científicos extranjeros y talleres con una duración de más de 50 horas. Las compañías interesadas van a empezar ahora a presentar solicitudes de licencias medioambientales y se espera que puedan iniciarse actividades de “fracking” a partir del próximo año, según el viceministro. El sistema de “fracking” permite acceder a reservas de gas situadas en rocas mediante la inyección a

presión de líquidos en el terreno con el objetivo de aumentar las fracturas del sustrato rocoso donde se encuentran los yacimientos. Los críticos de esta técnica señalan que puede generar contaminación en los acuíferos, entre otros aspectos negativos. Cabrales reconoció que esta actividad no está “exenta de riesgo”, pero subrayó que lo importante es “regularlo, atenderlo adecuadamente y establecer unas medidas de mitigación”. Según Cabrales, “los riesgos están debidamente atendidos” en el marco regulador en materia de acuíferos, de movimientos sísmicos, de publicidad y de emisión de gases a la atmósfera. En este sentido, el viceministro aseguró que el “reto fundamental” de Colombia es asegurarse de que las medidas de seguridad se están cumpliendo para minimizar los riesgos

Para mantener esas medidas, Cabrales afirmó que Colombia no le abrirá las puertas “a todo el mundo” y añadió que esa es la gran diferencia con respecto a la aplicación en Estados Unidos, ya que en el país suramericano “no cualquier persona podrá hacerlo”. Entre las compañías que pueden estar interesadas en realizar esas actividades mencionó a Exxon Mobil, Shell, Conoco Phillips y Ecopetrol. La implementación del “fracking” obedece, según Cabrales, a la necesidad de Colombia de incrementar su suministro de gas natural, ya que, según dijo, el país cuenta con este recurso “para muy pocos años” y deben plantearse alternativas.

FUENTE: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/gobierno-colombiano-da-luz-verde-al-fracking

Para mas información: sales@interglobals.com

Noticias COLOMBIA

Estimulación Hidráulica Colombia necesita aumentar las reservas de petróleo y gas para seguir apalancando el desarrollo.

Agosto 31, 2014 Estados Unidos, en su afán por ganar seguridad energética, emprendió desde hace varios años la exploración y explotación de gas de esquistos, obteniendo resultados que lo acercan cada vez más a la independencia energética. Hoy, el Departamento de Energía proyecta que para el 2018 este país será exportador neto de gas natural.

Algunos aplaudieron los resultados, pero criticaron la ausencia de una regulación previa a la extracción petrolera a través de la estimulación hidráulica, que permite liberar los hidrocarburos atrapados en los yacimientos que se han denominado “no convencionales”. También señalaron que no existieron con anterioridad estándares adecuados que identificaran riesgos y medidas de prevención y mitigación de los potenciales impactos ambientales. Colombia actualmente presenta una necesidad similar a la de Estados Unidos; necesita aumentar las reservas de petróleo y gas para mantener un ritmo de producción que permita seguir apalancando el desarrollo, y lograr un país más educado, equitativo y en paz. Pero a diferencia de los Estados Unidos, hemos querido generar desde el comienzo una regulación técnica y ambiental sólida, objetiva y responsable que dé tranquilidad sobre la actividad en yacimientos no convencionales. Así fue como desde el 2012 se inició un trabajo conjunto entre el Ministerio de Minas y Energía, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, y sus respectivas entidades adscritas,

Orlando Cabrales Segovia Viceministro de Energía del Ministerio de Minas y Energía de Colombia donde se realizaron talleres para funcionarios con participación de 24 expertos internacionales, exreguladores y académicos. En estos eventos, cuyas grabaciones se encuentran en la página web de la ANH, se discutieron los impactos de la exploración y explotación en yacimientos no convencionales y las recomendaciones para garantizar que estas se realicen responsablemente. Especialistas como John Deutch, profesor de MIT y presidente de la comisión de Barack Obama para temas energéticos de no convencionales, y David Neslin, uno de los mayores expertos en petróleo y gas de esquistos, asesoraron también al gobierno en la mejor forma de abordar la regulación. Como resultado de este ejercicio, el Ministerio de Minas y Energía publicó el reglamento técnico para esta actividad. En la Resolución 90341 del 2014 se refleja el compromiso con el desarrollo de un marco regulatorio adecuado, donde el componente central es la prevención de contaminación de acuíferos y la protección de aguas subterráneas. Entre otras cosas, se establecieron requerimientos detallados para la construcción y cementación de los pozos y para verificar su integridad, distancias mínimas de la estimulación a

los fondos de los acuíferos, distancias verticales y horizontales a pozos de agua, así como requerimientos para la prevención de sismicidad desencadenada y prevención de la intercomunicación de pozos. El Ministerio de Ambiente hizo lo correspondiente con los términos ambientales, realizando estrictos requerimientos en materia de uso de agua, disposición y tratamiento del agua residual resultante de la estimulación, prohibición del venteo de gases y monitoreo de la calidad del agua superficial y subterránea, entre otros. Actualmente, Colombia cuenta con 22 bloques con prospectividad de yacimientos no convencionales. Pero antes de perforar el primer pozo, quisimos entregar un marco regulatorio completo, producto de un trabajo riguroso que no tiene precedentes en el país y que garantiza que el desarrollo de esta actividad se haga de manera sostenible. Todo lo anterior ya está siendo reconocido por otros países que han invitado a Colombia a escenarios académicos y gubernamentales, para compartir este proceso regulatorio que nos pone como ejemplo en la elaboración de normas claras para el desarrollo de este tipo de recursos. Fuente:http://www.eltiempo.com/archivo/documento/CMS-14462583

BRASIL

Petrobras rompe récord de producción en Brasil Septiembre 03, 2014 Según un comunicado de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), el volumen de crudo extraído en el país amazónico superó al total extraído en el mes de julio pasado.

La producción de gas natural y petróleo en Brasil en el pasado mes de julio llegó a 2,82 millones de barriles diarios de petróleo. Dicho volumen es el más alto jamás registrado. La información la dio a conocer la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), explicando que este resultado fue favorecido por el incremento hace dos meses del uno por ciento de la extracción de crudo con respecto a junio pasado, mientras la producción de gas natural registró un alza del 1,5 por ciento. La ANP añadió que el 90,7 por ciento del petróleo y gas extraído correspondió a los campos operados por la empresa Petrobras, mientras el resto vino de compañías extranjeras con bloques en este territorio. Fuente: http://www.hidrocarburosbolivia.com/iberoamerica-mainmenu-98/brasil-mainmenu-97/69397-petrobras-rompe-record-deproducion-en-brasil.htm

Desarrollo del mayor campo petrolero de Brasil costará US$80.000 millones Enero 28, 2014 El desarrollo del campo Libra, el mayor yacimiento de crudo de Brasil, demandará inversiones de US$80.000 millones, afirmó este martes un alto ejecutivo de la petrolera francesa Total, una de las cinco empresas que participa en el proyecto.

El cálculo fue realizado por el vicepresidente de Exploración y Producción para las Américas de Total, LadislasPaszkiewicz, durante un seminario en la conferencia Río Oil and Gas, que comenzó el lunes y se extiende hasta el próximo jueves en Río de Janeiro. El campo de Libra, ubicado en la rica región petrolera del presal, en aguas muy profundas del Atlántico brasileño, atesora reservas de entre 8.000 y 12.000 millones de barriles de crudo recuperables, según cálculos oficiales. La exploración del yacimiento fue otorgada el año pasado a un consorcio formado por la estatal brasileña Petrobras (40%), la angloholandesa Shell (20%), Total (20%) y las chinas CNPC (10%) y CNOOC (10%).

Las vencedoras pagaron 15.000 millones de reales (unos US$6.900 millones) en la licitación por los derechos del campo durante 35 años. Según el contrato de exploración, las empresas pagarán regalías por sus beneficios y además entregarán al Estado brasileño un 41,65% del crudo extraído de Libra, después de haber descontado los costos de producción. A pesar de los elevados costos del proyecto, Paszkiewicz afirmó que espera que el yacimiento de Libra dé retorno financiero “por muchas décadas”.

Fuente: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/desarrollo-de-mayor-campo-petrolero-de-brasil-costara-us80000-millones

Noticias CHILE

Bachelet intensifica los intercambios comerciales: pretende el petróleo de Angola Agosto 12, 2014 El interés chileno en incrementar la

importación de crudo angoleño había dominado las discusiones en los días previos a la llegada de Bachelet, que cerró este martes en Angola la gira africana que empezó el viernes pasado en Sudáfrica y la llevó este lunes a Mozambique. La presidenta chilena, Michelle Bachelet, firmó este martes, en su visita de Estado a Angola, un acuerdo para intensificar los intercambios comerciales con ese país en el sector petrolero. El documento -rubricado por Bachelet y su homólogo angoleño, José Eduardo Dos Santos, en el palacio presidencial de Luanda- considera una prioridad los compromisos alcanzados en “la comercialización de hidrocarburos”, informó la agencia oficial de noticias de Angola, Angop. El acuerdo prevé también el impulso de las relaciones comerciales en los sectores de la minería, la industria y la agricultura. El interés chileno en incrementar la importación de crudo angoleño había dominado las discusiones en los días previos a la llegada de Bachelet, que cerró hoy en Angola la gira africana que empezó el viernes pasado en Sudáfrica y la llevó el lunes a Mozambique. Según publicó recientemente la prensa chilena, estas conversaciones contemplaban que Angola -el segundo productor de petróleo del África subsahariana, por detrás de Nigeria- pase a suministrar cerca del 30% de la demanda de Chile, doblando su presencia en el mercado del país andino.

Además, Bachelet acordó con Dos Santos la creación de una comisión bilateral de cooperación económica que impulse los pactos ya firmados entre los dos países.

Ambos presidentes apostaron por incrementar unos intercambios económicos que, según Bachelet, “no han sido suficientemente aprovechados” hasta ahora. En una alocución en la sede de la jefatura del Estado en Luanda, la mandataria chilena se refirió al desarrollo de los dos países como “un camino donde debemos buscar alianzas” y se mostró partidaria de un crecimiento sostenible que permita la igualdad social. Destacó también el interés de ambos gobiernos en la cooperación en materia de programas sociales, desarrollo tecnológico, educación e igualdad de género. Asimismo, la presidenta mencionó la agricultura, la pesca y la minería como otros de los sectores estratégicos de las relaciones entre los dos países. “Pertenecemos a regiones que buscan una integración y apoyos fuertes para solucionar el conjunto de cuestiones que preocupan a nuestros Estados”, señaló Bachelet, quien subrayó que el combate a la pobreza y la desigualdad constituyen dos de los principales desafíos para Chile. Por su parte, Dos Santos explicó que su país está interesado en Chile porque “es la economía más competitiva de América Latina” y alabó “el potencial académico, científico y tecnológico” del país. Dentro de sus actos oficiales en Luanda, Bachelet visitó el Parlamento angoleño, donde manifestó su esperanza en que los legislativos de los dos países incrementen su colaboración.

Durante la jornada, la mandataria chilena tuvo tiempo también de rendir tributo al héroe de la independencia y primer presidente de la Angola independiente, Agostinho Neto, con una visita al memorial donde está enterrado. Bachelet, que también visitó el Museo de Historia Militar, se mostró “honrada” por la visita al mausoleo, donde depositó una corona de flores. Como ya hiciera en Sudáfrica y Mozambique, la que fuera directora ejecutiva de ONU Mujeres remarcó la importancia del multilateralismo y la cooperación entre los países del Sur. “Debemos ampliar y fortalecer las vías de cooperación Sur-Sur, pues representan una gran oportunidad que aún no ha sido suficientemente aprovechada”, declaró Bachelet. En un discurso, la presidenta chilena mencionó su ambiciosa reforma tributaria, que contempla un sistema de recaudación progresivo que aspira, entre otros objetivos, a financiar una reforma educativa para garantizar una educación pública gratuita a todos los niveles. El encuentro con Dos Santos es la tercera reunión de alto nivel que Bachelet celebra en su visita al África meridional, donde se entrevistó el viernes con su homólogo sudafricano, Jacob Zuma, y ayer con el presidente mozambiqueño, Armando Guebuza.

Fuente: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/bachelet-intensifica-los-intercambios-comerciales-pretende-el-petroleo-de-angola

ECUADOR

CHINA

China y Rusia trabajan en construcción de asociación de cooperación en energía China realizará esfuerzos consistentes e incansables para establecer una asociación estratégica de cooperación en energía con Rusia como fue acordado por los jefes de estado de los dos países, declaró hoy el viceprimer ministro chino Zhang Gaoli.

Enero 20, 2014

Zhang hizo las declaraciones al copresidir la XI reunión del Comité de Cooperación de Energía China-Rusia con el viceprimer ministro ruso ArkadyDvorkovich en Moscú. Durante la reunión, las dos partes sostuvieron un intercambio profundo de opiniones en las áreas de gas natural, petróleo, carbón, electricidad, energía nuclear y energía renovable. Zhang indicó que la reunión exitosa de mayo de este año en Shanghai entre el presidente chino, Xi Jinping, y el presidente ruso, Vladimir Putin, ayudó a hacer avances en la ruta oriental de las tuberías de gas natural China-Rusia y otros proyectos conjuntos a gran escala de gran importancia. Él dijo que los avances han impulsado la asociación estratégica integral China-Rusia hacia una nueva era de desarrollo. Zhang dijo que la reunión del Comité de Cooperación de Energía China-Rusia tuvo por objetivo implementar el consenso importante alcanzado por los presidentes de los dos países y llevar a cabo discusiones generales y profundas sobre el fortalecimiento de la cooperación bilateral en energía. Zhang agregó que la reunión del comité también hará los preparativos para la reunión de octubre entre los jefes de gobierno de los dos países. China y Rusia han logrado ricos frutos de la cooperación de energía en las áreas de petróleo, gas natural, energía nuclear, carbón y electricidad, añadió Zhang. El viceprimer ministro dijo que la fructífera cooperación en energía ha ayudado a elevar todo el nivel de la cooperación práctica entre las dos naciones. En 2013, China importó 24,35 millones de toneladas de petróleo crudo, 27,28 millones de toneladas de carbón y 3.500 millones de kilovatios de energía desde Rusia, según estadísticas oficiales. Los dos primeros reactores de la planta de energía nuclear Tianwan en la provincia de Jiangsu, este de China, un proyecto importante entre ambas naciones,

han sido puestos en operación de prueba y otros dos están en construcción.

Italiana ENI anuncia hallazgo “significativo” de petróleo en Ecuador

Durante la vista del presidente Putin a China en mayo, las dos partes firmaron una serie de acuerdos en proyectos importantes como un contrato de 400.000 millones de dólares en abastecimiento de gas y un suministro anual de tres millones de toneladas de gas natural licuado. Zhang señaló que la ceremonia de inicio de construcción de la sección rusa de la ruta oriental de las tuberías de gas natural China-Rusia se realizará en dos días. El funcionario chino dijo que su país le da enorme importancia a ampliar y profundizar la cooperación en energía con Rusia y se guiará por el consenso alcanzado por los jefes de Estado de los dos países para dedicar esfuerzos consistentes e incansables para establecer una asociación estratégica de cooperación de energía con Rusia. China está lista para trabajar con Rusia para impulsar el progreso sustancial en importantes proyectos conjuntos y promover el gran crecimiento de las relaciones China-Rusia con resultados concretos de cooperación bilateral en energía, mencionó Zhang. Dvorkovich dijo que la cooperación de beneficio mutuo entre Rusia y China ha crecido rápidamente en las áreas de energía pues los proyectos relevantes hacen progreso continuamente. La parte rusa está trabajando para profundizar más la cooperación en energía con China y cooperará estrechamente para avanzar continuamente en la construcción de tuberías de gas natural y otros proyectos de cooperación a gran escala para hacer una contribución activa al desarrollo común de ambas naciones, dijo Dvorkovich. Luego de la reunión, Zhang y Dvorkovich firmaron un protocolo de la reunión. Zhang voló a Moscú desde Praga la noche del viernes. Durante su visita a Rusia, Zhang volará a Yakutsk en el este de Siberia para asistir a la ceremonia de inicio de construcción de la sección rusa de la ruta oriental de la tubería de gas natural China-Rusia. Rusia es la etapa final de la gira de Zhang de una semana por tres naciones que también lo llevó a Turkmenistán y la República Checa.

Fuente: http://spanish.china.org.cn/international/txt/2014-08/31/content_33386906.htm

Agosto 31, 2014 La compañía italiana ENI anunció un hallazgo “significativo” de petróleo en la Amazonía ecuatoriana, con un potencial de 300 millones de barriles de crudo.

La reserva fue descubierta en el yacimiento Oglan-2, en la provincia de Pastaza (210 kilómetros al suroeste de Quito). ENI “estima que el campo de explotación contiene potencialmente alrededor de 300 millones de barriles de petróleo”, señaló la petrolera en un comunicado fechado en Milán. La empresa estimó que el pozo puede producir hasta “2.000 barriles de petróleo por día”. El yacimiento está ubicado en el Bloque 10 adjudicado a ENI y que produce actualmente 12.500 barriles por día. La empresa italiana opera en Ecuador desde hace 14 años, y actualmente se rige por un contrato de servicios en que el gobierno le paga un precio por barril extraído que oscila entre 35 y 41 dólares, según el diario El Telégrafo. Ecuador es el miembro más pequeño de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y su producción en 2013 fue de 526.000 barriles por día (b/d), la gran mayoría a cargo de empresas estatales. FUENTE: http://economia.terra.com.pe/italiana-eni-anuncia-hallazgo-significativo-de-petroleo-en-ecuador,3ad711e5 06e88410VgnCLD200000b2bf46d0RCRD.html

Noticias HONDURAS

En 2016 se conocerá si hay petróleo en sector de La Mosquitia Empresa inglesa realiza exploraciones aéreas en un área de 35 mil kilómetros cuadrados y luego en mil kilómetros lineales. A finales de 2015 o a más tardar el primer trimestre de 2016 se conocerá si en el sector de La Mosquitia existe petróleo para poder explotar. La compañía GB Group, de origen inglés, realiza exploraciones en el Caribe hondureño, por lo que del 25 al 29 de agosto llegará al país el grupo de inversionistas y dará a conocer los resultados del último estudio que se realiza en la zona. José Antonio Galdames, titular de la Secretaría de Energía, Recursos Naturales y Ambiente (Serna), dijo que se han tenido avances sustanciales, por lo que “hay optimismo de que se encuentre petróleo en La Mosquitia”. “En esa semana vamos a tener la oportunidad de dar a conocer a la población hondureña los avances que se han tenido en el tema de la exploración que realiza la compañía GB Group”, enfatizó Galdames.

El funcionario recordó que con la empresa europea se firmó un contrato de exploración y, si se encuentran las cantidades de petróleo con la calidad que se necesita para que se pueda explotar, se va a firmar un nuevo contrato. Hasta la fecha se ha hecho un muestreo vía aérea, donde se ha levantado información de gravimetría (método analítico cuantitativo para determinar la cantidad de una sustancia) en un área de 35 mil kilómetros cuadrados. El titular de Serna explicó que luego se hará un recorrido de mil kilómetros lineales para tomar información del lecho marino y tener junto con la gravimetría la información para cruzar y determinar una tercera etapa, que son 500 kilómetros lineales, que será con los datos específicos en tercera dimensión para deter-

minar la posibilidad de la existencia de petróleo en el país. “Estamos muy optimistas y esperamos que a finales del próximo año o a inicios del 2016 vamos a tener resultados positivos y que se nos diga si tenemos petróleo en nuestras costas”, enfatizó Galdames. En lo que sí están claras las autoridades hondureñas es que para que se firme el contrato de explotación se debe tener la certeza a través de los estudios que existe producto en grandes cantidades y de buena calidad, que son las dos condiciones principales para instalar las plataformas y proceder a las perforaciones de las áreas. Fuente:http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/honduras-en-2016-se-conocera-si-hay-petroleo-en-sectorde-la-mosquitia

PERU

NICARAGUA

Las reservas de petróleo han caído 73,4% desde el 2008

Nicaragua prepara ley para ligar al Estado en cualquier proyecto petrolero. Septiembre 12, 2014 La Comisión de Infraestructura y Servicios Públicos de la Asamblea Nacional (Parlamento) de Nicaragua extendió hoy un dictamen positivo a una reforma de ley que pretende asociar al Estado con cualquier proyecto petrolero en el futuro.

“Se establece a nivel de ley que desde el inicio de una actividad de exploración con el objeto de encontrar petróleo para explotación comercial, cualquier empresa debe establecer un acuerdo de asociación de cooperación con Petronic”, dijo el titular del Ministerio de Energía y Minas, Emilio Rappaccioli, a periodistas.

Septiembre 23, 2014 Las causas son la ausencia de proyectos de desarrollo y la devolución de contratos dehidrocarburos al Estado. El Ministerio de Energía y Minas (Minem) acaba de publicar –si bien con algo de retraso– el Libro Anual de Reservas de Hidrocarburos2013, que ofrece un panorama actualizado de los volúmenes depetróleo, gas y líquidos de gas natural con los que cuenta el Perú para su desarrollo. El alcance más alarmante del estudio es la disminución de las reservas totales (probadas, probables y posibles) de petróleo, según información proporcionada por las empresas de hidrocarburos al 31 de diciembre pasado. “En el 2008 las reservas totales fueron 5.810,98 MMSTB [millones de barriles de petróleo fiscalizado] y al 31 de diciembre del 2013 las reservas totales han sido estimadas en 1.545,18 MMSTB, reduciéndose en 73,41%”, refiere el Minem. Este declive se explica por la recategorización de grandes volúmenes de petróleo, considerados habitualmente como reservas, hacia el escalón inferior de recursos, debido a una serie de factores negativos. El Minem apunta dos en especial: la escasez de proyectos de desarrollo y la devolución de un gran número de contratos de petróleo y gas al Estado (23 desde 2008,

según laSNMPE) debido a conflictos socioambientales y trabas burocráticas.

Faltan Inversiones El Minem refiere que esta situación se puede revertir si se incrementa la inversión en perforación de pozos exploratorios, confirmatorios y de desarrollo, en áreas donde ahora solo hay recursos. Cabe recordar que en el 2013 se invirtieron US$438 millones en actividades de exploración, 54% menos que en el 2014. En los primeros cuatro meses de este año la inversión en este rubro cayó 39%.

Cambios en Perú-Petro El acusado declive en las reservas de petróleo ha motivado que el ministro Eleodoro Mayorga declare la urgencia de repotenciar a Perú-Petro, que es la entidad encargada de promover y supervisar los contratos de petróleo y gas. El primer paso dado en ese sentido ha sido la reorganización de su directorio. Al efecto, han sido removidos el geólogo Víctor Benavides y el abogado Fernando Pickmann, mientras que ha ingresado el geólogo Víctor Sanz, ex gerente de contratos de Petro-Perú. Trascendió que habría otras movidas, pero la medida más esperada por la agencia estatal es su salida del Fonafe.

Fuente: http://elcomercio.pe/economia/peru/reservas-petroleo-han-caido-734-desde-2008-noticia-1758939

El monto de la participación estatal en las futuras empresas petroleras que se establezcan en Nicaragua todavía no está definido, pero podría ser de “por lo menos un 10 %”, según el ministro. “Es importantísimo que el Estado participe porque es el dueño de lo que está ahí abajo”, sostuvo Rappacioli. Nicaragua participará en cada sociedad a través de la estatal Distribuidora Nicaragüense de Petróleo (DNP Petronic), afirmó el funcionario. El dictamen de ley fue aprobado de forma unánime por los 12 diputados de la Comisión de Infraestructura y Servicios Públicos, confirmó la Asamblea Nacional. Para que la disposición alcance rango de legislación deberá ser aprobada por el plenario de la Asamblea Nacional, a través de una reforma de la Ley Especial de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Otros puntos del dictamen incluye la extensión del período de exploración de hidrocarburos, de 6 años a 12 años, así como de explotación, que pasaría de los 30 años a los 40 años. Nicaragua no es un país productor de petróleo, pero ofrece concesiones de exploración tanto en sus mares como en tierra firme. El último de esos acuerdos fue firmado el pasado 4 de septiembre, con la firma británica Geoex International y la noruega Statoil. Fuente: http://noticias.lainformacion.com/economia-negocios-y-finanzas/petroleo-y-gases-secundarios/nicaraguaprepara-ley-para-ligar-al-estado-cualquier-proyecto-petrolero_qWlf2YdS6WOBF0Gz0BCNg7/

Noticias MEXICO

BP, Chevron y Shell están interesadas en petróleo de México El secretario de Desarrollo Económico y Portuario de Veracruz, Erik Porres Blesa, dijo que esas empresas trasnacionales forman parte de por lo menos 64 firmas que se han acercado al gobierno estatal con miras a incursionar en esta industria en el Estado. “Estamos a espera de la aprobación de las leyes secundarias pues sería muy aventurado dar una cifra ahora. Lo que sí puedo decirte es que antes de la reforma teníamos un compromiso de inversión de US$11.000 millones y la cifra será muy superior a ésta”, aseguró Porres Blesa.

Julio 29, 2014 El secretario de Desarrollo Económico

y Portuario de Veracruz, Erik Porres Blesa, dijo que esas empresas trasnacionales forman parte de por lo menos 64 firmas que se han acercado al gobierno estatal con miras a incursionar en esta industria en el Estado. Las petroleras internacionales British Petroleum (BP), Chevron y Shell ya preparan su apuesta para el desarrollo de proyectos en la industria petrolera mexicana. El secretario de Desarrollo Económico y Portuario de Veracruz, Erik Porres Blesa, dijo que esas empresas trasnacionales forman parte de por lo menos 64 firmas que se han acercado al gobierno estatal con miras a incursionar en esta industria en el Estado una vez que se aprueben las leyes secundarias de la reforma al sector. “Hay desde trasnacionales como British Petroleum, así como medianas y pequeñas empresas en el sector petrolero”, afirmó en un encuentro con los medios de comunicación. Cuestionado sobre el impacto en inversiones y empleos a raíz de la reforma energética, el funcionario aseguró que se necesita esperar a la aprobación de las legislaciones secundarias para medir el alcance de este sector y los detalles para el desarrollo de proyectos en el Estado.

De acuerdo con el funcionario, otras empresas que están explorando la inversión en Veracruz, en proyectos en el sector petrolero figuran EnergyAlloys, Hutchinson, así como firmas de China y África. “Cuando queden aprobadas, los efectos en inversiones, que empiecen a llegar corporativos, es más de mediano plazo, de dos a tres años. El alto impacto estructural de la reforma energética es de mediano plazo”, dijo. Cifras ofrecidas por Porres Blesa aseguran que, desde el 2011 hasta junio de este año, las inversiones del sector privado en el Estado ascienden a 95.426 millones de pesos o alrededor de US$7.340 millones, en su mayoría del sector energético. La más importante de estas inversiones provino de la empresa brasileña Braskem Idesa, que ascendió a US$4.500 millones, a la que se han sumado US$560 millones de la petroquímica Mexichem, US$300 millones de Alpek, US$240 millones de deCydsa, US$100 millones de Evonik y US$50 millones de Celanese. De estas empresas existe el compromiso de inversión de US$11.000 millones. Para el 2014, las autoridades del Estado calculan que las inversiones del sector privado en el Estado llegarán a un rango de entre 26.000 y 28.000 millones de pesos.

TransCanada duplicará inversiones en México El operador canadiense TransCanadaCorp podría duplicar sus inversiones en energía en México a unos 5,000 millones de dólares al 2018, impulsadas principalmente por una nueva generación de electricidad y oportunidades de construcción de ductos, dijo el jueves un directivo de alto nivel.

El directivo dijo que la reciente reforma energética en México, cuyas leyes secundarias fueron promulgadas en agosto, y que busca elevar la producción de crudo y gas, ofrece beneficios indirectos a firmas de infraestructura como TransCanada.

La empresa actualmente opera dos ductos de gas natural en México a través de contratos de largo plazo con la estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE) y pondrá otros dos en operación para 2016.

“La reforma significa que podemos expandir nuestra presencia en México debido al empuje del ‘upstream’ (exploración y producción)”, dijo Anderson.

Los proyectos representan una inversión total de 2,600 millones de dólares. “Creemos que es posible duplicar nuestro negocio en México para el 2018”, dijo Brandon Anderson, el principal ejecutivo de la empresa en México, en el marco de una conferencia de energía en el balneario de Cancún. Anderson dijo que las próximas licitaciones de la CFE, especialmente plantas de cogeneración y proyectos de ductos, son los más interesantes en el corto plazo.

La empresa, que tiene su sede en Calgary, reportó el año pasado una utilidad operativa de unos 3,300 millones de dólares, de la que entre un 3 y 5% provino de las actuales operaciones en México. Anderson dijo que TransCanada, que opera unas 20 plantas eléctricas en todo el mundo, está “persiguiendo activamente” sus primeros proyectos de generación en México y le gustaría entrar al nuevo mercado mayorista de venta de electricidad creado por la reforma.

Anderson añadió que el proyecto Keystone XL, un oleoducto de 1,900 kilómetros diseñado para transportar 830,000 barriles por día (bpd) de crudo canadiense desde Alberta a refinerías en la costa estadounidense del Golfo de México, no representará una amenaza a las exportaciones de crudo pesado mexicano a esas plantas. “Hay una oportunidad suficiente para los tres países -Canadá, Estados Unidos y México- para atender las necesidades de demanda de energía de América del Norte”, dijo. México, el décimo mayor productor de crudo del mundo, es el tercer mayor exportador de petróleo a Estados Unidos.

Fuente: http://www.economiahoy.mx/actualidad-eAm-mexico/noticias/6110078/09/14/TransCanada-duplicara-inversiones-en-Mexico.html

Noticias URUGUAY

La empresa estatal uruguaya ANCAP extraerá petróleo en Venezuela con PDVSA pañía uruguaya se convertirá en propietaria del 40 % de un campo maduro que en un 60 % permanecerá en manos de Pdvsa.

Septiembre 06, 2014 Según explicó el gerente de Explotación y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana, los campos petrolíferos se encuentran al norte de la Faja del Orinoco, el área más tradicional de explotación de crudo en el país caribeño.

La empresa estatal de hidrocarburos de Uruguay, Ancap, firmó un acuerdo con la venezolana Petróleos de Venezuela (Pdvsa) para explotar y extraer petróleo en una zona de campos maduros al norte de la Franja del Orinoco, informaron este sábado medios locales. En virtud del acuerdo, que el presidente de Ancap, José Coya, firmó en Venezuela, la com-

Según explicó el gerente de Explotación y Producción de Ancap, Héctor de Santa Ana, los campos petrolíferos se encuentran al norte de la Faja del Orinoco, el área más tradicional de explotación de crudo en el país caribeño y en donde ya hay cientos de pozos productivos que fueron evaluados por dos años por expertos de la compañía antes de que se definiera su ingreso en el proyecto. Para explotar estos campos, Ancap se asociará con un inversor internacional que recibirá el 49 % de su participación a cambio de poner el capital necesario para explotar los campos. Precisamente, Santa Ana apuntó que Ancap está finalizando las negociaciones por este asunto y se calcula en los próximos dos meses ya se podrá firmar el contrato y comenzar la explotación.

“La idea es tratar de modular las inversiones que habíamos planeado. Queremos tratar de comenzar con la inversión a nivel de subsuelo, en reparaciones de pozos. Esa inversión será de entre 50 y 60 millones de dólares. Queremos dilatar las inversiones en superficie. Pero eso se va a ver en la cancha”, dijo Santa Ana. Según explicó el gerente, la producción actual de esos campos es de entre 1.000 y 2.000 barriles de crudo diarios y la idea de Ancap es aumentar esa producción a 6.000 barriles al día. El contrato establece que Ancap cobrará un dividendo por ese aumento de producción. Ese dividendo será calculado con base en barriles de petróleo y no en dinero, para evitar problemas con el tipo de cambio. Esta sociedad mixta le venderá el petróleo a Ancap y le cobrará el valor de los hidrocarburos menos el dividendo establecido. Uruguay importa todo el petróleo que consume y Venezuela es uno de sus principales proveedores. En los últimos años, el Gobierno uruguayo y Ancap han trabajado para encontrar fuentes propias de hidrocarburos, tanto a través de la exploración del territorio de Uruguay como buscando acuerdos con otras empresas.

FUENTE: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/la-empresa-estatal-uruguaya-ancap-extraera-petroleo-en-venezuela-con-pdvsa

VENEZUELA

¿Quién es Eulogio del Pino, nuevo presidente de PDVSA? Septiembre 03, 2014 Del Pino es ingeniero geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela (UCV) en el año 1979, con maestría en Exploración en la Universidad de Stanford (EEUU) en 1985, reseña la página web de Pdvsa.

Eulogio del Pino fue designado por el presidente Nicolás Maduro como presidente de Petróleos de Venezuela, cargo que ocupaba Rafael Ramírez desde el año 2002.

Del Pino es ingeniero geofísico, graduado en la Universidad Central de Venezuela (UCV) en

el año 1979, con maestría en Exploración en la Universidad de Stanford (EEUU) en 1985, reseña la página web de Pdvsa . Fue activista del Movimiento por la Independencia de las Islas Canarias (MPIAC) y voluntario del Movimiento Estudiantil Unido con el Pueblo (MEUP), participando en diversas actividades “en defensa del derecho al cupo universitario para el pueblo”, indica un perfil suyo en el informe anual de Pdvsa 2013. Inició su carrera en la Industria Petrolera Ve-

nezolana en Intevep, ocupando diferentes posiciones técnicas y supervisoras. Hasta su nombramiento como cabeza de la principal empresa del país, se venía desempeñando como vicepresidente de exploración y producción, cargo que lo involucraba de lleno con los proyectos de la Faja Petrolífera del Orinoco. “Nuestra intención es, convertir esa Faja en el eje impulsor del desarrollo económico, social, industrial, tecnológico y sustentable de este país. Queremos que la Faja sea el epicentro mundial de un desarrollo que pueda, en una forma segura y confiable, suministrar cantidades incrementales de producción a los mercados multipolares que hemos visualizado”, dijo sobre la FPO en un evento de Pdvsa .

Desde 1979 ha desempeñado diversas actividades en exploración y producción y durante el año 2002, en medio del paro petrolero, “evitó la paralización de las actividades de perforación costa afuera en la plataforma deltana y manteniendo su continuidad operativa”, indica Pdvsa. En los años 90 ejerció como Gerente Técnico para Latinoamérica en Western Atlas, ocupo diferentes posiciones gerenciales en Corpoven y en la Asociación de Geofísicos de Venezuela. Es miembro de la Junta Directiva de la compañía desde el año 2005 y adicionalmente se desempeñaba como presidente de la Corporación Venezolana de Petróleo.

Venía de ser en 2003 Gerente General de las Asociaciones Estratégicas en la Corporación Venezolana del Petróleo (CVP) y representante de Pdvsa de las Asociaciones Estratégicas en la FPO. Durante los días de las protestas que se desataron el 12 de febrero de este año, Del Pino fue tajante al defender a Pdvsa : “los trabajadores estamos al frente en la defensa de la Patria desde esta empresa (...) asediada por estos apátridas que en algunos sectores tratan de ir contra este bien del pueblo venezolano”.

FUENTE: http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/quien-es-eulogio-del-pino-nuevo-presidente-de-pdvsa

FECHA

EVENTO

LUGAR

Oct. 27 - 30, 2014

Charleston, SC - USA

Conferencia anual de ASNT (American Society for Nondestructive Testing)

Oct. 15 - 17, 2014

Margarita - VENEZUELA

Heavy Oil Latin America Conference & Exhibition - HOLA2014

Oct. 20 - 23, 2014

Berlin - ALEMANIA

Fixing Pipeline Problems - Conference, trainin courses & Exhibition

Oct. 20 - 21, 2014

Mexico, DF - MEXICO

Mexico Oil & Gas Summit 2014

Oct. 27 - 30, 2014

Charleston, SC - USA

ASNT Conferencia Anual

Oct. 28 - 31, 2014

Medellin - COLOMBIA

LATINCORR 2014 - IX Conferencia Latinoamericana de Corrosion

Nov. 03 - 07, 2014

Mendoza - ARGENTINA

IX Congreso de Exploración y desarrollo de Hidrocarburos

Nov. 04 - 07, 2014

Bogota - COLOMBIA

Expo Oil & Gas Colombia

Nov. 05 - 06, 2014

Houston, TX - USA

6th Annual World Refining Technology & Shale Processing

Nov. 12 - 15, 2014

Mumbai - INDIA

CORCON

Febrero 09 - 12, 2015

Houston, TX - USA

PPIM 2015 - Pipeline Pigging & Integrity Management Conference

Febrero 24 - 26, 2015

Calgary, AB - CANADA

NACE - Northern Area Western Conference 2015

Febrero 25 - 26, 2015

Lima - PERU

III Conferencia de Petróleo, Gas y Electricidad

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PORTUGUÊS Circuito Piloto de Oleoduto de Testes de 12” Centro de Tecnologia em Dutos – CTDUT

O laboratório visa possibilitar pesquisa, desenvolvimento de processos, novos equipamentos, ferramentas, estudos para melhoria do escoamento, sistemas de inspeção e de proteção, treinamento de operadores de dutos e terminais, entre outros testes e simulações. A construção do Oleoduto de Testes de 12” foi recentemente concluída e já está disponível para o mercado. Esse laboratório é composto de um circuito fechado de 12” com 2700m de extensão, ligado a um terminal para movimentação de água, óleo e gás inerte, possibilitando pesquisas e testes com fluidos multifásicos. A instalação permite a realização de pesquisas de avaliação de novos equipamentos e metodologias de transporte de fluidos em dutos aéreos e enterrados, além de testes e simulações para treinamento e qualificação de profissionais de operação e manutenção em ambiente seguro, minimizando assim acidentes ambientais e humanos, principal ameaça para as operadoras e transportadoras. O Oleoduto de Testes de 12” é de uso compartilhado, aberto a toda a comunidade dutoviária,atendendo a demanda de Centros de pesquisas, universidades, transportadoras, distribuidoras, empresas que possuam dutos enterrados ou marítimos, além daquelas de fornecedoras de serviços e equipamentos na área dutoviária.

Esta filosofia de uso compartilhado permite que, as equipes de pesquisas das empresas ou instituições interessadas, podem participar de todos os testes e operações realizadas nos laboratórios do CTDUT, garantindo assim o efetivo controle da pesquisa, o entendimento dos resultados encontrados e o sigilo industrial dos testes realizados.

Características do Oleoduto de Testes Duto com lançador e recebedor de PIGs, com possibilidade de 3 configurações: • Loop em circuito continuo, com 2700 m de extensão e 60 m de desnível • Loop em circuito “U”, com 2500 m de extensão e 60 m de desnível • Loop em circuito “U”, com 200 m de extensão e 3 m de desnível

Dados Básicos do Circuito de 12” • Diâmetro nominal : 12” • Extensão máxima do Loop: 2700 metros • Classe de pressão: 300# • Vazão do Loop: até 800 m3/h • Velocidade máxima: até 3 m/s • Pressão de operação: até 25 kgf/cm² • Canhão lançador e recebedor de 18” para PIGs • Sistema de Proteção Catódica • Provador de corrosão

Dados Básicos do Terminal • Arranjo das bombas Booster: paralelo • Arranjo das bombas principais: paralelo/ série • Acionamento das bombas principais: motor elétrico com variador de velocidade • Volume dos tanques • Tanque 1 – 300 mil litros • Tanque 2 – 300 mil litros • Tanque 3 – 600 mil litros • Carga e descarga de caminhões tanque • Centro de Controle com sistema SCADA para o terminal e duto (previsto para 2015)

Nota Técnica: Todas as solicitações de testes e treinamentos estarão sujeitas a um estudo prévio de condições operacionais e de fluidos, para atendimento aos requisitos do projeto e garantia de integridade das instalações e segurança operacional.

Abaixo segue alguns tipos de testes que podem ser realizados:

Testes em dutos e equipamentos • Treinamentos necessários à operação de um duto e terminal como: parada e partida das bombas, retirada de provadores de corrosão com o duto em operação, lançamento e recebimento de PIGs, simulação de abertura de válvulas de alívio, quebra de coluna de líquido, entre outras operações; • Treinamento e qualificação de pessoal envolvidos em operações de dutos e terminais, tais como: técnicos de operação, manutenção e inspetores.

Passagem de PIGs • Teste de performance de ferramentas destinadas a avaliação da integridade do duto, inserindo carretéis com defeitos conhecidos em pontos determinados; • Testes de ferramentas para aprimoramento tecnológico; • Desenvolvimento de ferramentas; • Treinamento e qualificação de pessoal técnico, tais como: operadores, analistas, instrumentistas e inspetores.

Detecção de Vazamento • Simulação de vazamento para avaliação e desenvolvimento de ferramentas e métodos de detecção de vazamento.

Proteção Catódica • Treinamento em proteção catódica utilizando os pontos de medição de potencial a serem disponibilizados ao longo da faixa.

O laboratório do CTDUT vai contribuir para maior segurança na operação de dutos A operação e manutenção dos dutos é um dos principais riscos para a integridade de dutos enterrados e submersos, como também para o elemento Humano. O conhecimento e o desenvolvimento de técnicas são fundamentais para a manutenção da integridade da malha dutoviária, sujeita a diversidade de ambientes e riscos, e a interferências urbanas, em um cenário de constantes mudanças tecnológicas, climáticas, e de requisitos operacionais e de segurança pessoal, ambiental e patrimonial. Construído e instalado próximo ao Terminal de Transporte da Petrobras – TRANSPETRO, em Campos Elíseos – Duque de Caxias-RJ, estará conectado à Transpetro por meio do terminal terrestre, para recebimento e devolução dos líquidos utilizados, tornando o projeto ainda mais sofisticado. A unidade conta com três tanques que receberão diretamente o óleo que será utilizado nos testes e pesquisas. O duto acompanhará a faixa do ORBEL II (Oleoduto Rio-Belo Horizonte II) e retornará ao CTDUT formando um circuito fechado, apresentando, em seu percurso, quebras de coluna com variação de altura que possibilitarão simulações mais próximas à realidade. “O projeto é fruto de um longo trabalho de levantamento das necessidades de pesquisa, testes e treinamento, junto a centros de pesquisa, universidades, operadoras, prestadores de serviços e fabricantes de equipamentos”, diz Raimar van den Bylaardt, Presidente do Conselho Executivo do CTDUT. “Dutos em operação real apresentam sérios inconvenientes para atividades de treinamento ou teste de novos equipamentos. Já um duto de testes disponibiliza todos os equipamentos de operação e controle existentes em um duto de campo”, explica.

Mais informações: Helena de AguilarCentro de Tecnologia em Dutos – CTDUT (21) 2777-8524 / 9444-9585 / helena@ctdut.org.br – www.ctdut.org.br 41

PORTUGUÊS

Noticia Petrobras admite que não cumpriu meta de produção 29 Agosto 2014 Enquanto se esforça para convencer ao mercado da viabilidade de ampliar em 7,5% a produção de petróleo no País ainda este ano, a Petrobras admitiu a seus funcionários que não cumpriu a meta de produção definida para o primeiro semestre. Em comunicado encaminhado à Federação Única dos Petroleiros (FUP), a companhia informou que não cumpriu as metas de refino e redução no custo de extração de petróleo, além de ter produzido 7% menos óleo que o previsto.

O documento é datado do dia 18 de agosto e indica que, nos primeiros seis meses do ano, a produção total de petróleo ficou em 1,947 milhão de barris de óleo por dia, sem considerar o gás natural extraído. A meta da companhia, no entanto, era atingir os 2,075 milhões de barris no período. O comunicado informa que os resultados são indicadores para a “Metodologia de Definição e Pagamento de Participação de Lucros e Resultado (PLR)”. Em nota, a assessoria de imprensa da Petrobras informou que os indicadores são atualizados ao final do ano. “As metas são definidas pela Diretoria Executiva e aprovadas pelo Conselho de Administração quando da revisão anual do Plano de Negócios e Gestão.” Além da produção de óleo, são utilizados indicadores como a eficiência das operações em navios, volume total de vazamentos de petróleo e derivados e o custo unitário de extração no País, desconsiderando as participações governamentais. São avaliados também os resultados de carga processada no Brasil e atendimento aos prazos de entrega de gás natural. No refino, o volume total processado ficou em 2,080 milhões de barris por dia. O resultado ficou

abaixo da meta estabelecida, de 2,090 milhões de barris, e também 1% menor que o registrado em 2013. Segundo a estatal, a redução seu deu com a parada programada da Refinaria de Paulínia (Replan), em São Paulo. A meta para custo de extração era atingir um valor unitário de R$ 32,60 para cada barril de óleo equivalente. O resultado verificado no período, entretanto, ficou em R$ 32,71. Já nos itens de eficiência operacional em navios, o resultado foi superior à estimativa, chegando a 86%. A entrega de gás natural alcançou a marca de 100% de atendimentos, acima da meta. O Plano de Negócios e Gestão (PNG) da estatal prevê, para 2014, uma alta de 7,5% da produção. No primeiro semestre, o balanço da companhia indicou uma alta de 1% no volume produzido em relação a 2013. O aumento de produção aliviaria o caixa da empresa, com maior receita operacional, além de reduzir a demanda de importações. O esforço da Petrobras para convencer o mercado sobre a viabilidade de suas metas de produção se baseia na melhora dos resultados a cada mês, em função da entrada em operação de novas unidades e poços. Em julho, a produção alcançou 2,049 milhões de barris diários, uma alta de 8,6% em relação a 2013. A confiança da companhia na meta se baseia na entrada de três novos sistemas de produção até dezembro. No último dia 16, o navio plataforma Cidade de Mangaratiba deixou o estaleiro, em Angra dos Reis, em direção ao campo de Iracema Sul, na Bacia de Santos. A unidade irá extrair óleo da camada do pré-sal com capacidade de produzir até 150 mil barris por dia.

EUA: produção de petróleo em agosto é a maior em 28 anos A produção de petróleo dos Estados Unidos em agosto atingiu 8,6 milhões de barris por dia (bpd) em média, o maior nível desde julho de 1986, informou nesta terça-feira a Administração de Informação de Energia (AIE), órgão do governo dos EUA.

Septembro 10, 2014

A produção de petróleo deve atingir uma média de 8,53 milhões de bpd em 2014, acima da estimativa anterior de 8,46 milhões de barris por dia, de acordo com a perspectiva mensal de curto prazo da AIE. A AIE também revisou sua previsão de produção para 2015, aumentando a estimativa em 250 mil bpd, para uma média de 9,5 milhões de bpd, em meio ao boom da produção de petróleo não convencional nos EUA (“shale gas”). As importações líquidas de petróleo e outros produtos pelos EUA deverão cair para 21% do total da demanda em 2015, o nível mais baixo desde 1968, disse a AIE. Enquanto isso, o consumo total de petróleo e outros combustíveis líquidos dos EUA deverá cair 0,2%, para 18,92 milhões de barris por dia, em 2014, na comparação anual. O consumo total de petróleo e combustíveis líquidos deve subir 0,8%, para 19,08 milhões de barris por dia, em 2015, disse a AIE. Esse número indica uma revisão para cima de 100 mil bpd em relação à previsão anterior. Fonte: http://economia.terra.com.br/producao-de-petroleodo-brasil-mais-que-dobrara-ate-2023,373d870fbf068410VgnCLD200000b1bf46d0RCRD.html

Fonte: Jornal do Commercio

Produção de petróleo do Brasil mais que dobrará até 2023 País deverá atingir cerca de 5 milhões de barris por dia. A produção de petróleo do Brasil atingirá cerca de 5 milhões de barris por dia (bpd) até 2023, sendo que dois terços deverão ser extraídos do pré-sal, segundo informação do Plano Decenal de Energia, divulgado nesta quarta-feira.

Septembro 10, 2014

A produção petróleo do Brasil mais que dobraria em relação aos volumes produzidos em julho, de cerca de 2,2 milhões de bpd, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que divulgou o plano decenal de energia, previu ainda que a demanda de petróleo do Brasil em 2023 alcançará 3,5 milhões de bpd, com excedente de 1,5 milhão de bpd para exportação.

http://economia.terra.com.br/eua-producao-de-petroleo-em-agosto-e-a-maior-em-28-anos,847841a938b58410VgnCLD200000b2bf46d0RCRD.html